Contribution du CEREME à La stratégie française pour l’énergie et le climat_18 dec 2023

 Extraits et remarques

1) Le ministère de la transition énergétique n’a joint aucune évaluation environnementale au dossier soumis à la consultation du public alors même que la loi l’y oblige

En vertu de l’article L. 122-4 du code de l’environnement, les plans et programmes relevant du domaine de l’énergie doivent faire l’objet d’une évaluation environnementale. En droit européen, la directive 2011/42/CE prévoit, de surcroît, que les Etats membres sont tenus de mettre à disposition du public l’évaluation environnementale ainsi que les conclusions qu’ils en retirent.

Or, dans le dossier qui a été soumis à la consultation du public, il n’est mentionné à aucun moment que la stratégie française énergie climat a fait l’objet d’une évaluation environnementale, que ce soit par l’Autorité environnementale ou par toute autre institution.

NB : C’est totalement regrettable surtout en ce qui concerner les 45 GW d’éolien en mer à proximité des côtes françaises, qui représentent une menace imminente d’une ampleur inédite pour la vie côtière et des activtés comme la pêche, le nautisme etc.

2) Le dossier soumis à la consultation du public repose sur une méthodologie incomplète

L’article 100-1 du code de l’énergie fixe à la politique énergétique de la France sept grands objectifs : la compétitivité de l’économie française et la création d’emplois, la sécurité d’approvisionnement, la maîtrise des coûts, la lutte contre la précarité énergétique, la contribution à la politique européenne de l’énergie, la préservation de la santé humaine et de l’environnement ainsi que la garantie de la cohésion sociale et territoriale.

Le ministère de la transition énergétique n’a nullement tenu compte des objectifs de préservation de la santé humaine et de l’environnement ainsi que de garantie de la cohésion sociale et territoriale pour élaborer sa stratégie climat…-La prise en compte de l’objectif de garantie de la cohésion sociale et territoriale aurait, par exemple, très probablement réduit les ambitions gouvernementales en matière d’éolien terrestre, cette technologie étant rejetée par 60% des populations vivant dans des zones rurales.

NB : idem pour l’éolien en mer…

 3) Des chiffres insuffisamment étayés

Ainsi « le ministère reconnait que « les chiffres de consommation et de production de biomasse font l’objet de modélisations en cours de finalisation, dans le cadre la préparation de la SNBC, qui pourront conduire à réviser les trajectoires ci-dessus. ».

Le dossier ne présente aucun graphique de consommation finale d’énergie par secteur, sauf pour la biomasse, dont les chiffres sont sujets à caution.

La faisabilité technico-économique des H2 et e-fuel n’est pas démontrée : Inscrire ces objectifs dans la SFEC 2050 et dans la PPE n’a de sens que si leur prix est acceptable, ce qui requiert pour le H2 qu’il soit produit par une électricité à la fois décarbonée durablement compétitive. Or, le dossier présume cette compétitivité mais sans la démontrer. »

Au total, le ministère reconnaît donc que le dossier présenté au public n’est pas abouti.

4) Les objectifs de production d’énergies renouvelables sont fondés sur des postulats non démontrés, voire erronés

Les affirmations sur la compétitivité ne sont pas étayées: Il est mentionné que « En 2022 et 2023, après plus de 15 ans de soutiens publics à l’émergence d’énergies renouvelables, celles-ci sont pour la plupart devenues compétitives sur notre sol. ». La compétitivité des énergies renouvelables, en particulier les électricités renouvelables intermittentes, n’est ici aucunement démontrée.

En outre, l’intermittence des électricités éoliennes et solaire conduit inéluctablement à des coûts d’investissements complémentaires dans des capacités pilotables pour pallier les périodes durant lesquelles il n’y a ni suffisamment de vent, ni suffisamment de soleil.

Le Cérémé invite le ministère à se référer aux différentes études qu’il a consacré à ce sujet

Le postulat de recettes fiscales supplémentaires générées par l’éolien est contestable :Il est mentionné que l’éolien a « généré 6,5 Md€ de recettes nettes supplémentaires dont 6,2 Md€ cumulés pour l’éolien terrestre au titre de 2022 et 2023. »

« Cette affirmation est d’autant plus inexacte que le ministère ne pouvait ignorer, au jour de lancement de la consultation du public, la décision du Conseil Constitutionnel QPC du 26 octobre 2023 https://www.conseil-constitutionnel.fr/decision/2023/20231065QPC.html par laquelle celui-ci a annulé les dispositions règlementaires qui permettaient d’espérer obtenir des recettes fiscales supplémentaires de la part de la filière éolienne … laquelle a pourtant bénéficié de dizaines de milliards d’euros de subventions publiques pendant deux décennies ! »

Eolien terrestre : Les objectifs de développement de l’éolien terrestre fixés dans le dossier soient très supérieurs aux engagements pris par le Président de la République à Belfort, alors que rien ne le justifie, ni sur le plan climatique, ni sur le plan économique ;

Eolien en mer : L’objectif de 18 GW qui prévoit « d’attribuer de l’ordre de 10 GW supplémentaires d’ici fin 2025, à l’issue de l’exercice de planification des quatre façades maritimes qui sera conduit entre fin 2023 et mi 2024. » est un pari audacieux.

Ce pari audacieux est aussi un pari hasardeux, compte tenu de la sous-estimation des enjeux environnementaux directs (fonds marins) et indirects (flux migratoires aviaires) de l’éolien en mer, sur lesquels la Commission européenne elle-même attire l’attention des pouvoirs publics.

Cet objectif est fondé sur une sous-estimation des coûts de production de l’éolien, a fortiori sur des scénarios qui seront de plus en plus éloignés des côtes et feront donc appel au très onéreux modèle flottant. Onéreux et non complètement maîtrisé au plan technique, une contrainte à laquelle s’ajoutent les difficultés financières de cette filière.

Le Cérémé considère qu’il n’y a pas de nécessité de se précipiter sur une solution aussi hasardeuse reposant en partie sur un facteur de charge moyen retenu par le ministère de 44,4 %, supérieur à la réalité connue de 38 à 40% dans notre pays.

Au final, le Cérémé propose donc de tempérer fortement les capacités prévisionnelles en éolien en mer figurant dans le dossier, au bénéfice de capacités renforcées dans le programme nucléaire.

Solaire : Le Cérémé approuve le développement d’un solaire photovoltaïque industriel « … en privilégiant le développement compétitif sur des espaces déjà artificialisés »… Cette orientation est cohérente avec le recensement par l’Ademe, en 2019, d’un potentiel de 49 GW à ces différents titres, auxquels s’ajoutait un potentiel de 4 GW sur ombrières de parkings, soit un total de 53 GW représentant à soi seul la moitié de l’objectif présidentiel de Belfort en matière solaire.

En revanche, le Cérémé appelle à la prudence concernant les objectifs de développement du solaire en zones naturelles, agricoles, et forestières . Un  objectif  qui « ouvre la porte à une potentielle déstabilisation du monde rural et à des destructions intenses de biodiversité, sans parler de ses impacts paysagers. En tout état de cause, cet objectif mériterait de faire l’objet d’une évaluation environnementale approfondie. »

5) Le potentiel de développement du nucléaire et des énergies renouvelables thermiques n’ait pas été pleinement optimisé.

Nucléaire : Le Cérémé observe que le dossier ne met pas suffisamment en avant auprès du public les avantages décisifs du nucléaire et sa contribution massive à quatre objectifs figurant à l’article L 100-1 du code de l’énergie : une électricité totalement décarbonée, pilotable et donc concourant à la sécurité d’approvisionnement, compétitive et permettant un accès des ménages à une énergie à coût non excessif, et respectant l’environnement.

Le Cérémé désapprouve à ce titre l’orientation de prolonger à seulement 50 ou 60 ans le parc existant.

Le Cérémé désapprouve également le caractère trop prudent de l’orientation sur les EPR2  traduit par la confirmation du programme de construction de 6 EPR2 et la poursuite de l’étude d’un éventuel second palier d’au moins 13GW, correspondant à la capacité de 8 EPR2.

« L’adjectif « Eventuel » ici ajouté au discours de Belfort où il ne figurait pas 5 n’est pas porteur. Il ne donne pas aux filières et branches professionnelles impliquées dans ce programme la visibilité sur le temps long afin qu’elles investissent sur le plan industriel mais aussi sur le plan des compétences, dans un moment où le président d’EDF affirme désormais être en mesure de mettre en service 1,5 EPR2 par ans »

Cet objectif  est éloigné de l’appel d’une vingtaine de pays incluant la France à tripler les capacités le nucléaire dans le monde d’ici à 2050 afin d’obtenir la neutralité carbone à cet horizon.

Le Cérémé demande donc au ministère de mettre son dossier en accord avec les nécessités ainsi reconnues, et de s’engager plus nettement dans les axes suivants : remotoriser, prévoir la prolongation à 70 ans de la majorité des réacteurs existants, lancer un programme massif de construction d’EPR 2 sur la base d’une mise en service de 1,5 réacteurs par an à partir de 2035 ou 2036.

Le Cérémé déplore, enfin, le manque de fermeté et le manque d’engagement du dossier concernant la fermeture du cycle du combustible, souhaitable à la fois au plan technique, économique et environnemental.

Géothermie : Le dossier ne témoigne pas d’un intérêt élevé pour les PAC géothermiques, ce qui n’est pas cohérent avec les publications du ministère 7: 10 TWH en 2030 sont trop éloignés du potentiel officiel de 100 TWH en 2050, qui représenterait près de 10% de la demande en énergie finale.

Production de chaleur et biomasse ; Le potentiel volontariste de chaleur renouvelable affiché pour les échéances si proches de 2030 et 2035 en p. 55 pourrait manquer de réalisme. En effet, si l’on excepte les déchets, le potentiel de biomasse accessible à ces échéances n’a pas encore été consolidé, étant rappelé que nos forêts doivent être exploitées en privilégiant des utilisations en bois d’oeuvre. Et il serait fâcheux pour notre empreinte carbone de recourir à des importations.

France- Stratégie : la géothermie de surface : une arme puissante

 https://www.gouvernement.fr/sites/default/files/contenu/piece-jointe/2022/10/hcp_ouverture-n12-geothermiesurface.pdf

Les avantages des PACg

Les PACg représentent aujourd’hui 2 % seulement du parc de pompes à chaleur alors qu’elles sont plus ;efficaces que leurs concurrentes aérothermiques qui présentent un champ d’utilisation limité. Puisqu’elles extraient la chaleur de l’air à l’extérieur du bâtiment, les PACa sont pénalisées lors des périodes de grand froid et ne peuvent donc être utilisées tout au long de l’année, 24 heures sur 24. Leur performance se dégrade lorsque la température extérieure avoisine 0°C et elles ne fonctionnent parfois plus lorsque la température devient négative.

Il en va autrement pour les PACg. Le sol ayant une bonne inertie thermique (avec une température stabilisée autour de 12°C), les pompes à chaleur géothermiques peuvent en extraire de la chaleur en hiver et de la fraîcheur en été. De plus, les PACa peuvent entraîner des nuisances sonores, alors que les PACg sont silencieuses. La durée de vie d’une PACg avoisine 30 ans à comparer à 15 à 20 ans pour une PACa selon les conditions d’exploitation.

Enfin, une PACa consomme, en cas d’hiver normal, 30 % de plus qu’une PACg.

PACg : une technologie compétitive, qui contribue à l’indépendance énergétique de la France

Une PACa consomme, en cas d’hiver normal, 30 % d’électricité de plus qu’une PACg. Il en résulte, ainsi que le précisent les travaux du BRGM, que, alors que l’investissement initial pour une PACa est inférieur à celui d’une PACg, le coûtglobal d’exploitation de la première est supérieur à celui de la seconde en prenant en compte la durée de vie totale d’une installation, soit une vingtaine d’années30 pour les PACa et près de 30 ans pour les PACg

Les prix de l’électricité sont sujets à des évolutions fortes et devraient augmenter à l’avenir du fait des investissements massifs de décarbonation à effectuer. En réduisant le besoin d’électricité, la PACg constitue un élément de la sobriété énergétique et un moyen de diminuer les factures des consommateurs et les ressources collectives à consacrer au système

La chaleur d’origine géothermique est compétitive avec les solutions concurrentes :

l’ADEME estimait en 2020 le coût de production de l’ordre de 80 à 130 €/MWh pour la PACg contre 100 à 115 €/MWh pour le gaz et 130 à 160 €/MWh pour le fioul.

Par ailleurs, la géothermie peut devenir une filière française d’excellence. Elle en a les atouts. Avec des exportations qui dépassent déjà le demi-milliard d’euros – à destination de pays de l’Union européenne pour plus des trois quarts – la France affiche en ce qui concerne les pompes à chaleur un solde commercial excédentaire de 240 millions d’euros en 2020 et 73 millions d’euros3 en 2021

La France possède un parc de PACa considérable (8,4 millions36) mais relativement peu de PACg (206 500), permettant une production thermique de 4770 GWh pour une puissance installée de 3076MW, soit 0,7% seulement de la consommation finale de chaleur.

Cette situation est à mettre en regard de celle constatée dans les pays du Nord de l’Europe qui ont un parc total moins volumineux, mais plus performant car composé d’une plus grande proportion de PAC géothermiques. Ainsi, en Allemagne, les PAC géothermiques constituent près de la moitié du parc avec environ 410 000 unités. L’Allemagne est deuxième derrière la Suède, champion européen dans ce domaine avec un peu plus de 560 000 PACg

Le sous-sol français offre un potentiel important aujourd’hui sous-exploité.

À ce jour en France métropolitaine, la géothermie de surface fournit 3 % de la chaleur renouvelable, soit près d’1 % de la chaleur produite en France – la production de froid est négligeable aujourd’hui. Ainsi qu’il a été dit plus haut, en 2019, un peu moins de 21 % de la consommation finale de chaleur et de froid était d’origine renouvelable (toutes sources) alors que l’objectif de consommation finale d’origine renouvelable était de 33 % pour 2020 et est de 38 % pour 2030.

Or le potentiel de la géothermie dans ses différentes composantes, est très important. Pour la géologue Béatrice Ledésert, professeur à l’université de Cergy Paris, « en tant que source d’énergie renouvelable pour l’électricité et le chauffage, la récupération de la chaleur terrestre pourrait couvrir 3 à 5 % de la demande mondiale d’ici à 2050 », et 10 % d’ici à 2100 grâce à des incitations économiques.

S’agissant plus précisément de la géothermie de surface, le Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM) estime en France, en additionnant les différents gisements, à 100 TWh annuels le potentiel d’économie de gaz d’ici 15 à 20 ans25, soit un peu plus que la consommation annuelle française de gaz russe en 2021 (90 TWh).

En ce qui concerne la métropole du Grand Paris, la géothermie de surface pourrait produire 25TWh par an ce qui représente plus de la moitié de ses besoins en chauffage, eau chaude sanitaire et climatisation

Les problèmes des PACg.

Pour le bâtiment résidentiel individuel, les PACg sont préférentiellement installées dans les maisons disposant d’un jardin sous lequel sont installées les sondes. Le logement concerné doit comporter une large surface de plancher ou des radiateurs de grande taille, qui permettent la diffusion de la chaleur sans qu’il soit besoin d’une température élevée de la source. Il s’agit là d’une des limites à la diffusion des PACg mais le potentiel d’habitations concernées reste considérable : il existe environ 20 millions de maisons individuelles en France14 et environ 8 millions d’entre elles sont chauffées au gaz ou au fioul, ce qui montre les marges de progression de la géothermie de surface.

Un investissement initial en décalage avec les capacités de financement des ménages

Les aides sont en grande partie conditionnées au revenu ; néanmoins le reste à charge demeure élevé. Cela rend certaines PACa, même moins soutenues relativement plus abordables pour les ménages modestes du fait de leur prix relativement bas.

Une offre insuffisante, notamment sur l’installation des PACg

Le faible nombre de professionnels proposant l’installation d’une PACg explique également ce phénomène, dans la mesure où celle-ci est beaucoup plus complexe que l’installation d’une PACa. Elle implique de forer le sol, ce qui suppose de disposer des machines et du savoir-faire adaptés. Pour l’heure, les installateurs proposent rarement d’eux-mêmes ce dispositif moins bien connu, qui nécessite des compétences relativement rares aujourd’hui. L’initiative provient le plus souvent des propriétaires de la maison, qui doivent avoir déjà connaissance du dispositif. Les freins psychologiques liés au forage du terrain sont également des facteurs explicatifs de la faible demande de PACg.

L’installation se fait en deux étapes, avec deux professionnels différents : un pour le forage, et l’autre pour la mise en place du chauffage. À ce jour, le nombre d’ateliers de forage en service en France est estimé à 7042 et ce sont pour la plupart de petites entreprises familiales.

Plan d’action : comment développer à grande échelle la géothermie de surface d’ici à 2050 ?

a. Développer la formation de professionnels du secteur pour renforcer le socle de compétences et accroître le volume de l’offre. En 7 ans environ, pour un coût de 60 millions d’euros.

b. Développer les capacités de forage et l’offre de systèmes de chauffage, actuellement insuffisantes pour répondre à une demande plus élevée. Montée en charge en 7 ans, avec des modalités à définir avec les acteurs de la filière et les industriels concernés.

c. Réduire, pour les particuliers et le tertiaire, l’effort d’investissement initial et les risques financiers. C’est un dispositif d’incitation coordonné entre l’État, les collectivités territoriales et les organismes de financement qu’il convient de mettre en oeuvre.

d. Etablir de manière plus précise la cartographie du territoire, pour favoriser la développement de la géothermie de surface, en repérant notamment les zones les plus favorables à des forages performants.

Remarque : une idée intéressante à la géothermie de surface, qui présente un potentiel intéressant. Pour autant, compte-tenu des difficultés, plus pour des projets collectifs que l’habitat individuel

Dossier Carbone 4 : la chaleur renouvelable

 https://www.carbone4.com/files/Publication_Carbone_4_Chaleur_renouvelable.pdf

Quelques chiffres

La chaleur est le premier usage énergétique en France et représente 45% de l’énergie finale consommée. La décarbonation de la production de cette chaleur (aujourd’hui produite à 60 % par des énergies  fossiles) est un enjeu majeur de la décarbonation du mix énergétique français.

La biomasse est la première source de production de chaleur renouvelable (65%), suivie de loin par la géothermie, le solaire thermique, les gaz renouvelables, les déchets et la chaleur de récupération — certaines de ces filières sont matures et rentables et leur potentiel parfois sous- exploité,

38% de chaleur renouvelable en 2030. C’est l’objectif affiché par la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE), qui détaille les ambitions par filière. À date, seul le déploiement des Pompes À Chaleur (PAC) aérothermiques semble se dérouler à la bonne vitesse. La part de renouvelable n’était qu’à 23% en 2020

NB : c’est l’une des principales raisons du retard de la France par rapport à ses objectifs, pour lequel elle est sous la menace d’une amende conséquente européenne (500 millions d’euros ? pour 2022) Or le grand projet accélération des ENR se focalise une fois de plus, une fois de trop sur les ENR électriques et ne parle pas du tout de la chaleur renouvelable.

Les moyens de production

Les solutions

La décarbonation de la production de chaleur passe par le triptyque : baisse des besoins, renouvelable, électrification.

Électrifier la production de chaleur : sous couvert d’avoir une production d’électricité bas-carbone abondante et bon marché, la production de chaleur peut s’électrifier dans certains cas ; par exemple avec des pompes à chaleur pour les particuliers, ou par un changement de machine pour les industriels (haut-fourneau à four à arc électrique par exemple).

Privilégier la basse température : Les filières de production de chaleur sans combustion sont pertinentes pour répondre à une part importante des besoins. Les besoins en chaleur sont variés en nature et en contrainte (température nécessaire, durée de stockage, etc.) et toutes les technologies ne sont pas pertinentes pour y répondre. La basse température couvre 75 % des besoins en chaleur, en grande partie les besoins du résidentiel, du tertiaire, et 30 % des besoins de l’industrie, et gagne à ne pas passer par une combustion (biomasse, gaz, déchets) pour être produite. La combustion entraine des températures bien plus élevées que celles nécessaires aux usages basse température et doit être privilégiée pour les usages qui le nécessitent.

Solaire thermique et géothermie disposent d’un potentiel significatif et d’acteurs nationaux. Parmi les  filières sans combustion, deux d’entre elles ont une zone de pertinence technique et économique en particulier pour alimenter des réseaux de chaleur et les procédés industriels basse température : la géothermie et le solaire thermique (respectivement 5 % et 1 % de la chaleur renouvelable produite en 2020).

Les recommandations

Financement : Le soutien financier à la filière reste faible, le fonds chaleur de l’ADEME a une dotation en 2022 de 370 millions d’euros (relevée à 520 millions au printemps dans le contexte de la crise ukrainienne). Cela paraît faible devant les 24 Mds d’euros dépensés dans le bouclier tarifaire français sur le pétrole, l’électricité et le gaz pour l’année 2022 qui ne soutiennent aucune transformation du système énergétique.

NB : En effet, et faible surtout devant les qqs 120 milliards d’euros de soutient programmés pour les ENR électriques. Il y a clairement une priorité à changer !

Electrifier à bon escient : L’électrification est un vecteur de décarbonation qui doit être priorisé selon les secteurs. La décarbonation de certains secteurs comme les transports ou certains volets de l’industrie passe majoritairement par de l’électrification. La production d’électricité étant limitée, il est crucial de prioriser les usages pour lesquels elle a le plus d’impact, et qui ne peuvent être décarbonés autrement. En ce qui concerne la chaleur, on peut distinguer l’électrification directe (radiateurs électriques), de l’électrification indirecte (pompes à chaleur aérothermiques et géothermiques) qui présente un meilleur rendement.

Préserver (autant que possible) la biomasse. Le développement de ces filières de production de chaleur renouvelable sans combustion a un autre intérêt majeur : arbitrer une partie des conflits d’usage de la biomasse. Le bilan net de l’Utilisation des Terres, Changement d’Affectation des Terres et Forêt (UTCATF) en France en 2020 est un puits de 14 MtCO2e. Dans le Paquet Climat européen, la France s’est engagée à atteindre 34 MtCO2e net d’absorption par an dès 2030. La forêt constitue la principale contribution à l’absorption brute (30 MtCO2e en 2020, soit 75 % des absorptions ; Or l’absorption de carbone par la forêt a diminué de presque 60 % en 12 ans (70 MtCO2e en 2008 à 30 MtCO2e en 2020). La forêt possède de plus un rôle essentiel dans la décarbonation de la construction, et de certains produits manufacturés. La filière bois-énergie, qui doit rester l’usage final le plus dégradé du bois, constituera toujours une part de production importante pour la chaleur renouvelable, mais gagnerait à ne pas être une solution par défaut, davantage un opportunisme local.

Produire la chaleur renouvelable sans combustion:

-PAC aérothermiques : Les PAC aérothermiques ont couvert 33,66 TWh de production thermique renouvelable en 2020, soit 5 % de la consommation finale de cha.

- La géothermie de surface : Elle représente une production thermique renouvelable de 4,77 TWh en 2020 en France métropolitaine et couvre 0,7 % de la consommation finale de chaleur. Le marché français des PAC géothermiques sur le marché des particuliers a fortement décru depuis 2008 et reste en recul de 13 % sur la période 2019-2020, à contre-courant de la dynamique du marché européen qui affiche une croissance de 9 % sur la même période.

- La géothermie profonde : elle permet de transmettre de la chaleur (ou du froid) à des bâtiments, directement ou via un réseau de chaleur. Elle s’appuie sur des forages entre 400 et 2500 m de profondeur et permet de satisfaire des besoins en température entre 30 et 150 °C selon le lieu et la profondeur du forage, voire de plus de 150 °C pour des forages situés dans des zones d’anomalies géothermiques. La production thermique renouvelable associée à la géothermie profonde, principalement localisée dans le bassin parisien, correspond à 2 TWh en 2020 en France et couvre 0,4 % de la consommation finale en chaleur.

- Le solaire thermique : Les chauffe-eau solaires individuels représentent 79 % de la surface installée en France ; Le solaire thermique collectif et industriel représente 18 % de la surface installée. Son application la plus courante est la production d’eau chaude sanitaire pour les logements collectifs ou le  tertiaire.

Les systèmes solaires combinés représentent 3 % de la surface installée et permettent de répondre à la fois aux besoins d’ECS et de chauffage.

En 2020, la production totale de chaleur renouvelable solaire s’élève à 1,24 TWh en France métropolitaine, (environ 2,24 TWh, en comptant les DROM) ce qui représente 0,2 % de la consommation finale de chaleur.

La récupération de chaleur : Selon son origine, la plage de température de la chaleur récupérée peut varier de 30 °C (eaux usées) à 500 °C (gaz de combustion, etc.). La production de chaleur par les Unités de valorisation énergétique des déchets atteint 12,73 TWh en 2020 et couvre 2 % de la consommation finale de chaleur, 50 % sont réglementairement considérés comme de la chaleur renouvelable, les 50 % restants sont qualifiés de chaleur de récupération.

Les filières de production de chaleur renouvelable avec combustion

La biomasse solide : comprend le bois-énergie (23,96 TWh), utilisé dans les secteurs collectif, industriel et tertiaire et le chauffage bois domestique (75,70 GWh) utilisé dans les logements individuels via des inserts, poêles, chaudières .Elle est de loin la première source d’énergie renouvelable utilisée en France, elle représente ainsi 65 % de la production de renouvelable thermique en 2020, soit encore 15 % de la consommation finale de chaleur

Le biométhane : En 2020, on compte environ 1 100 installations de production et d’utilisation de biométhane, 65 % de ces installations produisent de la chaleur en co-génération avec l’électricité, 15 % produisent de la chaleur seule et 20 % des installations injectent leur production sur le réseau.  La production thermique directe résultant de biométhane s’élève pour l’ensemble du parc à 4,5 TWh. Cette production couvre 0,7 % de la consommation finale de chaleur en France

L’hydrogène : l’anticipation des baisses de coûts associés à l’hydrogène vert (produit à partir d’électricité renouvelable) permet de l’envisager comme un vecteur de production de chaleur renouvelable qui pourrait être intégré ou se substituer aux fossiles dans les unités de production de chaleur et répondre à des besoins de hautes températures. A court et moyen termes, cet usage ne semble cependant pas se dessiner comme prioritaire pour l’hydrogène.

En pratique : réseaux de chaleur, températures desservies et stockage

En 2020, les réseaux de chaleur utilisaient 60,5 % d’énergies renouvelables (contre 23,% pour l’ensemble de la production de chaleur) et de récupération contre 31 % en 2010x. La Loi de la Transition Énergétique et de la Croissance Verte a fixé l’objectif de livrer sur les réseaux de chaleur 39,5 TWh d’EnR&R en 2030 tandis qu’ils ont permis de livrer 25,4 TWh de chaleur livrée nette en 2020 avec un contenu carbone moyen de 129 gCO2e/kWh (émissions ACV)

Les besoins en basse température représentent environ 75 % des besoins de chaleur, majoritairement portés par le résidentiel et le tertiaire. Sur ces besoins en basse température, 75 % sont couverts par des technologies avec combustion (y compris combustion de renouvelables - biomasse solide, biométhane) tandis que les filières de production de chaleur renouvelable sans combustion sont souvent adaptées pour y répondre. Valoriser les sources de chaleur renouvelables sans combustion permettrait de prioriser l’utilisation des vecteurs combustibles issus de la biomasse, qualifiée de “ressource rare en 2050” .

Les solutions de stockage de la chaleur : stockage de chaleur sensible stockage de chaleur latente, Le stockage thermochimique

Situation et objectifs de croissance

Pour atteindre l’objectif fixé par la LTECV, la croissance du taux de chaleur renouvelable devrait atteindre 1,5 points par an, soit un rythme quasiment deux fois plus soutenu que celui observé sur la période 2015-2020.

Seule la filière des PAC aérothermiques se développe à un rythme suffisant pour atteindre les objectifs de 2030. Les autres filières comme la biomasse solide, le biogaz ou les PAC géothermiques montrent une croissance trop faible pour atteindre les objectifs.

Les filières du solaire thermique et de la géothermie représentent une faible part en absolu de la capacité  renouvelable prévisionnelle de 2028 mais ont cependant des objectifs de croissance très ambitieux sur la période 2018-2028 avec une croissance attendue jusqu’à 190 % pour la géothermie profonde, 60 % pour les PAC géothermiques et 110 % pour le solaire thermique.

L’objectif intermédiaire de 38 % de renouvelable dans la production de chaleur fixé par la PPE, révisée en 2019, semble à la fois difficilement atteignable au rythme actuel mais également très ambitieux sur la contribution des filières biomasse solide et biogaz à cet objectif.

Toutes les chaleurs renouvelables ne se valent pas : 

Les dispositifs de soutien financier en France :

Fonds Chaleur de l’ADEME : a financé 27 % des investissements réalisés11 dans les installations de chaleur renouvelable sur la période 2009-2021 via appels à projets nationaux annuels, dispositif d’aides régionales, soutiens conclus de gré à gré.

Certificats d’économie d’énergie (CEE) : prime en chèque, bons d’achat, réductions, services gratuits…

Ma Prime Rénov’, éco-prêt à taux zéro, Coup de pouce économies d’énergie, TVA à 5,5 % ou l’exonération de la taxe foncière pour les travaux réalisant des économies d’énergie…, fonds de garanties spécifiques à certaines filières comme la géothermie profonde (SAF-Environnement) et à la géothermie de surface (Aquapac)

Comparaisons internationales :

Les recommandations de carbone 4

1) Ne pas se tromper de priorité : En 2019, la chaleur générait environ 5 fois plus de GES que la production d’électricité totale en France. Pourtant en 2020, sur les presque 10 Md€ d‘investissements favorables au climat dans le secteur de la production d’énergie, la chaleur représentait 13 % des investissements contre 87 % investis dans la production électrique.

En effet, la chaleur est à la fois plus carbonée et représente à ce jour une quantité annuelle d’énergie servie plus importante que l’électricité.

2) Un réseau d’acteurs compétents et agréés capables de répondre localement aux besoins techniques associés aux filières de production de chaleur renouvelable. À titre de contre-exemple, il n’existe qu’une cinquantaine d’entreprises de forage qualifiées dans toute la France pour la réalisation de forages pour de la géothermie de surface ;

3) De la visibilité (post PPE) et de la communication (pour tous les publics) pour que les filières de production renouvelable soient envisagées et mises à l’étude au début des projets ;

4) Des mécanismes de soutien dimensionnés et orientés selon les besoins et objectifs fixés à chaque filière.

5) Tout arbitrage permettant de décarboner certains usages sans les électrifier semble bon à prendre.

6)Les filières avec combustion sont intéressantes car elles permettent de répondre à des besoins en température très élevée et sont 100 % pilotables. La contrepartie est qu’elles sont sur-sollicitées dans les scénarios de décarbonation et qu’elles se basent sur un gisement fini (conflits d’usages de la biomasse). Il faudra donc en prioriser les usages.

7) Le solaire thermique individuel pour le résidentiel représente actuellement l’essentiel de la capacité installée et il est particulièrement intéressant dans certaines régions françaises (ex : DROM-COM). Toutefois, l’essor des grandes installations de solaire thermique est une opportunité de croissance rapide pour la filière. En effet, l’essentiel des coûts du solaire thermique résidant dans l’investissement initial, les applications à grandes échelles permettent d’optimiser ces coûts et de faire baisser à la fois le prix de la chaleur produite et son empreinte carbone. Le solaire thermique à l’avantage d’utiliser des panneaux manufacturés en Europe dont les filières de production sont structurées et présentent même un solde d’exportation positif en Europe, par opposition au solaire photovoltaïque. 

Quelques projets, notamment dans le tertiaire, couplent le solaire thermique avec du stockage géothermique de surface, inter-saisonnier (par exemple sur champs de sondes) pour maximiser l’utilisation des énergies renouvelables dans la consommation énergétique des bâtiments.

8) La géothermie dispose d’un triple avantage : elle ne présente pas de variabilité saisonnière ; elle répond aux besoins en chaud et en froid (amenés à augmenter) ; elle ne nécessite pas de stockage de chaleur.. Quand elle est possible, la géothermie profonde est particulièrement pertinente à utiliser comme base sur un réseau de chaleur urbain ou industriel. 

9) Biomasse : attention aux conflits d’usage de l’or vert

Après avoir été fortement en hausse sur la période 1990- 2005, le puits de carbone en France a fortement diminué ces dernières années, il est passé de -45MtCO2e au milieu des années 2000, a -35 MtCO2e en 2015, puis la diminution s’est accélérée pour arriver à -14 MtCO2e en 2020.

La diminution du puits est liée principalement à l’effondrement du puits de carbone ,forestier menacé par : • Les sécheresses à répétition • Les crises sanitaires (scolytes, chalarose …) • Le ralentissement de la croissance des peuplements • Une hausse des prélèvements (50,1 Mm3 par an entre 2011 et 2019, contre 42,4 sur la période 2005-2013)

Dans un contexte où le changement climatique et l’effondrement de la biodiversité fragilisent ces puits de carbone, des enjeux importants émergent dans l’adaptation des forêts au changement climatique et la favorisation de la résilience des peuplements pour permettre un maintien voire une régénération du puits forestier.

Il est nécessaire d’identifier et d’actionner les leviers qui permettent une réorientation des usages, qui priorise l’utilisation du bois récolté dans des produits bois à longue durée de vie plutôt qu’à des fins énergétiques comme le montrent les nouveaux critères restrictifs appliqués à la bioénergie exprimés dans la directive européenne sur les énergies renouvelables

Conclusion

Le retard français en matière de chaleur renouvelable s’explique par un manque de structuration de certaines filières, une, enveloppe de financement insuffisante dédiée au Fonds Chaleur et des mécanismes de soutien parfois peu efficaces, lisibles ou incitatifs. Il existe pourtant des solutions, couplées entre elles ou avec du stockage, pour décarboner la chaleur, notamment celle à basse température, qui représente environ 75% des besoins.

Dans un contexte énergétique et géopolitique qui nous pousse à accélérer drastiquement la transition vers des énergies bas-carbone, ces solutions de production de chaleur basse température locales sont pertinentes pour gagner en souveraineté énergétique. Même si la hausse des prix de l’énergie peut faire apparaître leur avantage économique, elles ont besoin d’un soutien financier adapté sur le long-terme pour se déployer à grande échelle. Du côté des consommateurs, c’est l’assurance d’une visibilité sur les prix tout en pouvant sortir des énergies fossiles.